汽轮机启动运行说明书

/Z712。0１/21NZK１35-１3。24/535/535型汽轮机启动运行说明书北京全四维动力科技有限公司南京汽轮电机(集团)有限责任公司北京全四维动力科技有限公司南京汽轮电机（集团)有限责任公司代号Ｚ71２。01/21ＮZK1３５－1３。24／535/535型汽轮机启动运行说明书共32页第1页编制校对审核会签标准审查审定批准标记数量页次文件代号简要说明签名磁盘（带号）底图号旧底图号归档目录序号章—节名称页码备注1前言321机组启动前的准备工作431—1机组启动必备条件44１－２机组启动前的检查451—3机组禁止启动范围562机组启动67２-1冷态启动682-２温态启动8９2－3热态、极热态启动1０103运行111１3－１正常运行1１１23-2变负荷运行1２133—3异常运行１3144停机1５154—1滑参数停机１516４—2额定参数停机1６17４—3紧急停机17１85启动、运行限制要求18195－1机组启动、运行的限制值18205-2一般注意事项2３215—3定期检查试验24226附图２6236-1附图1：冷态启动曲线2６24６－2附图2：温态启动曲线２7256—3附图３：热态启动曲线２8266—4附图4：极热态启动曲线2９276—5附图5:滑参数停机曲线3028６-６附图6:转子惰走曲线31ﻬ前言本说明书规定了保证汽轮机安全启动、带负荷运行和停机时的基本要求。对汽封系统、调速系统、顶轴系统等的操作应按相应的技术文件执行。本说明书供电厂编制启动运行规程时参考。机组启动详细操作规程及启、停、运行中的一般注意事项,电厂可根据本说明书及有关技术文件，结合电厂实际运行经验另行制定.但启动运行中的各项控制指标以本说明书的要求为准。本说明书提供的汽轮机冷、温、热态、极热态启动曲线供汽轮机启动时参考,电厂可根据启动运行中具体情况及经验对该曲线进行修正。有关汽轮机的技术特性,结构特点等可参阅我厂随机供给电厂的有关技术文件、图纸资料及说明书.对于新安装机组的首次启动运行及停机,应参阅本说明书并根据具体情况另行编制运行规程。汽轮机启动状态是以汽机启动前的高压内缸下半内壁（调节级处）金属温度来定的，具体如下：冷态启动:<150℃ 温态启动：１5０℃热态启动：300℃~40０℃ 本说明书中的蒸汽压力为绝对压力,油压为表压。本说明书中的真空值按标准大气压换算得出：真空水银柱（mmHg）=760(mmＨg）－排汽压力（MＰa)×500（mmＨg／MPa)用户应参照当地大气压进行修正。机组投运后，应即时认真记录,填写《主机证明书》中的机组投运记录，并将副本返回厂用户服务处存档.

机组启动前的准备工作机组启动前，应按本说明书的规定仔细作好准备和检查工作。除按本说明书的规定执行外,用户还应对照制造厂提供的其他技术文件并参照电力行业的有关规定,作好机组启动前的准备和检查.1-１机组启动必备条件机组各部套齐全，各部套、各系统均按制造厂提供的图纸、技术文件和安装要求进行安装、冲洗、调试完毕，各部套、各系统联接牢固、无松动和泄漏、各运动件动作灵活、无卡涩。各部套、各系统清洁度必须达到JB/T405８-１99９《汽轮机清洁度标准》有关规定要求.新机组安装完毕或运行机组检修结束，在投运前油系统必须进行油冲洗,冲洗验收须符合油冲洗有关规定。抗燃油系统验收须符合《供油保安系统说明书》有关规定。需单独作试验的部套、系统必须试验合格,满足制造厂的安装试验要求。机组配备的所有仪器、仪表、测点必须齐全，安装、接线正确、牢固。所有仪器、仪表和电缆检验合格。机组必须保温良好，本体部分应按制造厂提供的相关图纸和设计说明书要求进行保温,管道及辅助设备等应按电力行业有关规定进行保温，保温层不得有开裂、脱落、水浸、油浸等现象存在，保温层与基础等固定件间应留有足够的膨胀间隙。现场不得有任何妨碍操作运行的临时设施(按电业安全法规执行）.机组运行人员和维护人员必须经过专门培训合格，熟悉各分管设备的位置、结构、原理、性能、操作方法及紧急状态下的应急处理措施.1－2机组启动前的检查接通全部监视、检测仪表,检查各仪表能否正常工作。检查各油箱油位，油位指示器应显示在最高油位，并进行油位报警试验。电气控制系统必须保证各油泵能正常切换。检查顶轴油泵工作性能。首次启动应进行顶起试验,并记录各瓦顶起油压和顶起高度。启动顶轴油泵后，确认转子已顶起方可进行盘车投入及甩开试验。投盘车后,检查并记录转子偏心度,与转子原始值相比较（其变化量不得超过0。03ｍm）,确认转子没有发生弯曲,并监听通流部分有无摩擦声。启动排烟风机，检查风机工作性能。风机工作时，油箱内（表压）应维持在-2００～-5０0Ｐa，轴承箱内（表压）应维持在－９８~-１96Ｐａ。油箱负压不宜过高，否则易造成油中进水和吸进粉尘。检查调节、保安系统各部件的工作性能是否满足要求。按调节、保安系统相关说明书。关闭真空破坏阀和所有疏水阀，使空气凝汽器投入运行。检查凝汽系统设备工作是否正常。检查自密封汽封系统各汽源供汽调节站、温度控制站和溢流站能否正常工作.检查疏水系统各电动截止阀能否正常工作，并进行系统正常开关试验。检查高排逆止门和所有抽汽止回阀能否正常工作,并进行联动试验。在凝结水泵投入后，对低压缸喷水装置进行参数整定，其整定值为:排汽温度≥80℃自动投入；排汽温度≤60必须按有关技术文件规定做好调节、保安系统的静态试验，要求各部套动作平稳、灵活、无卡涩,突跳或摆动现象。1-3机组禁止启动范围机组在启动前或冲转带负荷过程中应确认是否出现下列情况，若发生则禁止启动或停机进行检查。任一安全保护装置失灵；机组保护动作值不符合规定；汽轮机调速系统不能维持空负荷运行，机组甩负荷后不能控制转速在危急遮断器动作转速以下；任一主汽阀、调节阀、抽汽止回阀卡涩或关不严；汽轮机转子弯曲值相对于原始值大于0。０3mm;盘车时有清楚的金属摩擦声或盘车电流明显增大或大幅摆动；主要显示仪表（如测转速、振动、轴向位移、相对膨胀、润滑油压、抗燃油压、冷油器出口油温、轴承回油温度、主蒸汽及再热蒸汽压力与温度、凝汽器真空等的传感器和显示仪表以及调节、保安系统压力开关、测汽缸金属温度的双支热电偶和显示仪表等）不全或失灵;交、直流辅助油泵、润滑油系统、抗燃油供油系统故障和顶轴装置、盘车装置失灵；润滑油和抗燃油油质不合格，润滑油进油温度不正常,回油温度过高;回热系统中,主要调节及控制系统（如除氧器水位、压力自动调节、旁路系统保护及自动调节、给水泵控制系统等)失灵;汽轮机进水；机组保温不完善；机组启动、运行过程中，超过限制值；（见5-1节机组启动运行的限制值）水汽品质不符合要求；详见《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》(GB１2145—1９89）；DEH控制系统故障。机组启动２—1冷态启动冲转前的准备机组符合第1章全部要求；启动润滑油泵、高压启动油泵和顶轴油泵,确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态;投盘车，并保证在冲转前连续盘车时间不少于４h;建立凝汽器真空,要求凝汽器绝对压力达到2５～30kPa以下；在确认汽封蒸汽管道中无水后,投入汽封系统辅助汽源，要求汽封母管压力０。128MPa，温度21０℃～260℃危急遮断器滑阀挂闸；进行高压缸和主汽管、阀壳预暖；打开高压段、中压段、低压段各段疏水阀;汽轮机监测仪表测量数据处于允许范围，并在冲转前作好主要数据记录：冲转推荐冲转蒸汽参数主蒸汽压力为1．6MPa；主蒸汽温度为280℃±10℃，再热蒸汽温度为2６0℃±1０启动参数的确定，原则上尽量使主蒸汽、再热蒸汽在经过高压调节级或中压第一级作功后蒸汽温度与金属温度相匹配.主蒸汽温度选择:根据冲转前当时高压调节级后金属温度与蒸汽温差确定高压调节级后蒸汽温度,主蒸汽温度按经过主汽调节阀和喷嘴作功温降～50℃考虑,由调节级后蒸汽温度确定主蒸汽温度,由主蒸汽温度至少考虑50再热蒸汽温度选择：根据冲转前当时中压缸第一级后金属温度确定中压第一级后蒸汽温度,再根据中压第一级温降（约37℃）来确定再热蒸汽温度。再热蒸汽温度与主蒸汽温度偏差不大于５0℃,并有确认危急遮断器滑阀已挂闸；开启高压主汽调节阀、中压联合汽阀；以100r/miｎ／ｍｉn的升速率将汽轮机转速提升至500r/min,升速过程中,当转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开,否则应立即打闸停机.5０0r/min检查:在此转速下，对机组作全面检查,主要检查动静部分是否有摩擦，检查通风阀应处于关闭位置，高排逆止门处于开启位置,停留时间不得超过5分钟。注：高中压缸联合启动或中压缸启动的各种启动状态,在5００r/min检查时都应关高压主汽调节阀、中压联合汽阀，在惰走转速下进行.在转速降至50r/min前重新逐渐开启高压主汽调节阀、中压联合汽阀，按原升速率升速至13５0r/min。1350ｒ/mｉn中速暖机：在此转速暖机15mｉｎ。停顶轴油泵；检查所有监控仪表；以3００ｒ／ｍｉn／min升速率将汽轮机转速提升至2400r/min，平稳迅速通过临界转速,通过临界转速时轴承盖振动应不大于0。10mm。在此转速下高速暖机并监视中压排汽口处蒸汽温度应大于１30℃，并保持暖机２0高压内缸上半内壁调节级后金属温度大于２50℃高压胀差小于3.5mm并趋稳定;以1０0r/ｍin/min升速率将汽轮机转速提升至3000ｒ/min额定转速。300０r/ｍiｎ额定转速：在此转速,进行空负荷暖机20min；凝汽器压力应小于２2ｋPa；投低真空保护;当排汽温度≥80℃时，低压缸喷水系统应能自动投入，汽轮机监视项目应在允许范围内;检查润滑油系统主油泵和高压启动油泵的相互切换已经完成；主油泵出口油压在正常值；润滑油压在正常值；润滑油进油温度在正常值.蒸汽参数要求主蒸汽压力达到１。6MPa；主蒸汽温度达到38主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率符合启动曲线要求；并网在汽轮发电机组检查完成以后,通知运行人员允许机组并网.在并网后,由控制系统自动带上3%额定负荷的最小负荷,然后进入升负荷控制.以1～1。５MW／min升负荷率升负荷至2５ＭW，系统进行低负荷暖机30miｎ。此时调节阀已在全开位置，汽轮机进入滑压运行,机组功率随主蒸汽压力温度升高而增加。低负荷暖机结束全面检查一切正常后，以1~１．5MW/min升负荷率升负荷至5０MW进行中负荷暖机45ｍin。在升速过程中，应保持汽轮机蒸汽和金属温度限制值及各监控仪表的限制值在规定范围内，同时应注意低压缸喷水装置的投入情况.高压缸排汽温度应控制在360℃检查在以下运行状态时,疏水系统的顺序关闭在10%额定负荷，关闭高压段疏水；在２0%额定负荷,关闭中压段疏水；在3０%额定负荷,关闭低压段疏水;在达到目标负荷后,可转到顺序阀控制状态，以利于机组有更好的经济性.汽轮机负荷在1１0MＷ以上,稳定运行，可做真空系统严密性试验.真空度下降应不大于0。1kPa／mｉn。试验中排汽压力升至34kPa（或真空低至5０5mmHg），排汽温度高于６5℃试验结束后，立即恢复额定真空值。中负荷暖机结束全面检查一切正常，以1～1.5ＭW／ｍin升负荷率升负荷至1０5MW，滑参数加负荷运行结束，保持负荷不变，逐渐关小调节阀,使主蒸汽参数逐渐提到额定值，再逐渐开大调节阀使汽轮机负荷达到额定值。启动过程中，主蒸汽及再热蒸汽压力温度变化与升速升负荷及暖机等要求详见附图１：冷态启动曲线.2－2温态启动冲转前的准备机组符合第1章全部要求；启动润滑油泵、高压启动油泵和顶轴油泵等,确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态；投盘车，并保证在冲转前盘车时间不少于4h;机组冲转前必须先投入汽封系统辅助汽源,要求汽封母管压力０.128ＭPa,温度210℃～２6在汽封系统正常投运后，应建立凝汽器真空，要求凝汽器压力达到25~３0ＫPａ；危急遮断器滑阀挂闸;打开高压段、中压段、低压段各段疏水阀；汽轮机监测仪表测量数据显示处于允许范围。偏心率不超过原始值的0．03mｍ，否则应继续盘车,直到满足要求方可启动.冲转推荐冲转蒸汽参数主蒸汽压力为5.88ＭＰa；主蒸汽温度为40０±10℃,再热蒸汽温度为365±确认危急遮断器滑阀已挂闸;以150r/min／min的升速率将汽轮机转速提升至5００r/min，升速过程中,当转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机;500r/ｍin检查:在此转速下运行,对机组作全面检查，主要检查动静部件有否摩擦，停留时间不得超过5分钟。以2５0~３00r/min/ｍin升速率将汽轮机转速提升至300０r/min额定转速凝汽器压力应小于2２kPa;投低真空保护；低压缸排汽温度≥８０℃时，低压缸喷水系统应能自动投入，汽轮机监视项目应在允许范围内；检查润滑油系统；主油泵和高压启动油泵的相互切换已经完成;主油泵出口油压在正常值；润滑油压在正常值；润滑油进油温度在正常值；在转速达12００ｒ/mｉn时停顶轴油泵。蒸汽参数主蒸汽压力为５。８8MPa;主蒸汽温度变化率与再热蒸汽温度变化率应符合启动曲线要求；并网在汽轮发电机组作完检查以后，应尽快机组并网。在并网后，由控制系统自动带上3％额定负荷的最小负荷，然后进入升负荷控制。以3ＭＷ/ｍｉn升负荷率升负荷至25ＭＷ。停留5miｎ作全面检查,若一切正常，以3MW／min升负荷率升负荷至高压内缸(调节级)金属温度相对应负荷。从冲转到机组升负荷至高压内缸金属温度相对应负荷过程中，除作必要检查外应尽快升速升负荷不得停留，详见附图２：温态启动曲线。随后按冷态启动曲线（见附图1)逐渐升温升压升负荷率提升负荷至额定值根据缸温和胀差情况，随时停用汽缸夹层加热系统。主汽阀、调节阀停机后冷却较快,启动时应注意监视阀壳内、外壁温差，切勿加热过快。检查在以下运行状态时,疏水系统的顺序关闭在10%额定负荷,关闭高压段疏水;在2０%额定负荷，关闭中压段疏水;在3０％额定负荷,关闭低压段疏水;在达到目标负荷且本体各测点温度稳定后,可转到顺序阀控制状态，以利于机组有更好的经济性。2－3热态、极热态启动冲转前的准备机组符合第1章全部要求;启动润滑油泵、高压启动油泵和顶轴油泵等，确认润滑油系统和顶轴系统处于正常工作状态;机组从停机至再次起动这段时间，应处于连续盘车状态;机组冲转前必须先向轴封送汽,后抽凝汽器真空,要求汽封母管压力０。128MＰa，温度310℃～360℃在汽封系统正常投运后，应建立凝汽器真空,要求凝汽器压力达到30ＫPa以下;危急遮断器滑阀挂闸;确认冲转蒸汽温度与主汽阀内壁金属温度之差,若大于120℃，打开高压段、中压段、低压段各段疏水；汽轮机监测仪表测量数据显示应处于允许范围。偏心率不大于原始值的0．03mm,否则应继续盘车,直到满足要求方可启动；冲转推荐冲转蒸汽参数主蒸汽压力为:热态８。00MPａ极热态11.00Mｐa主蒸汽温度为：热态475±1０℃极热态50０±再热蒸汽温度为:热态460±10℃极热态485±确认危急遮断器滑阀已挂闸；以３0０r/mｉｎ/mｉn的升速率升转速至５０0r/min;转速大于盘车转速时盘车装置应自动脱开，否则应立即打闸停机。500r／min检查：在此转速下运行,对机组作全面检查,主要检查动静部件间摩擦，停留时间不得超过5ｍin.按原升速率升转速至3000r/ｍin额定转速：凝汽器压力应小于22kPa;投低真空保护；当排汽温度≥8０℃时，汽轮机监视项目应在允许范围内;检查润滑油系统主油泵和高压启动油泵的相互切换已经完成;主油泵出口油压在正常值；润滑油压在正常值；润滑油进油温度在正常值；转速达12０0r/min时停顶轴油泵。并网在汽轮发电机组作完检查以后,应尽快机组并网。在并网后，由控制系统加３％额定负荷的最小负荷,然后进入升负荷控制.按启动曲线（附图3或附图4）以热态:3MW/mｉn；极热态：5MＷ/miｎ提升负荷至高压内缸(调节级）金属温度相对应负荷，除必要检查外不得停留,随后按冷态启动曲线（附图１)要求升温升压升负荷至额定值。若机组在一阶临界转速下轴承盖振动值超过0.０3mm，应立即打闸停机,投入连续盘车。查明原因,消除故障后方可重新启动.主汽阀、调节阀停机后冷却较快,启动时应注意监视阀壳内、外壁温差,切勿加热过快。检查以下运行状态时，疏水系统的顺序关闭。在1０%额定负荷，关闭高压段疏水；在20%额定负荷,关闭中压段疏水;在30％额定负荷,关闭低压段疏水;运行3-１正常运行汽轮机正常运行期间,各监测项目应在5—1节“机组启动、运行的限制值"规定的正常值范围内。为保证机组长期安全运行，还应按第5－3节进行定期检查试验.正常运行注意事项蒸汽参数的允许变化范围主蒸汽压力（指高压主汽阀前)额定压力Po:１3．2４MPａ连续运行的年平均压力:不超过Po在保证年平均压力下允许连续运行的压力:不超过1。０５Po在异常情况下允许压力浮动不超过1。10Ｐo，但此值的累计时间在任何一年的运行中不得超过12h.主蒸汽及再热蒸汽温度（指高压主汽阀前及中压主汽阀前)额定温度Tｏ：53５连续运行的年平均温度：不超过Ｔo在保证年平均温度下，允许连续运行的温度:不超过Ｔo+５不超过Ｔo+10℃不超过4０0h偏周波运行周波：f单位:Hzf＜47．0Hz不允许运行４7．0Hｚ≤f〈47．5Hｚ2。4min47.5Hz≤f〈4８.0Ｈz1１min48．0Hz≤ｆ〈4８.5Ｈz6１．5min４８。5Hz≤f<50。5Hｚ连续运行5０.5Hz≤ｆ＜51．0Hz26min51．０Hz≤ｆ<51．5Hｚ5miｎf≥５１．5Ｈｚ以上不允许运行注：上述偏周波运行限制适用于从部分负荷到满负荷，汽轮机空负荷运行、打闸停机及超速试验所出现的偏周波不计入上述限制时间之内。在机组寿命期内，应累计计算各种偏周波运行时间下的寿命消耗。例如:在４8.2Ｈz运行1０ｍin，寿命消耗10／61．５×１00％=１6。２6％。所有的偏周波运行寿命消耗之和不大于100％。其余见第５—２节和第５-3节。3—２变负荷运行运行方式本机组可以按定压和定-滑-定两种方式运行。调峰运行时推荐采用定－滑-定运行方式.汽轮机启动过程中从冷态滑参数启动曲线可知,当负荷为3０%～4０％额定负荷为定压运行；逐渐开大调节阀来提升负荷，当调节阀全开后，锅炉加强燃烧,按滑参数启动曲线升温升压升负荷,汽轮机不参与调节负荷;当蒸汽压力升至１０Mpa，温度升至５2０℃，负荷升至105ＭW，锅炉滑参数升负荷结束；保持负荷不变,逐渐关小调节阀,使蒸汽参数提高到额定值,进入定压运行，再逐渐开大调节阀使负荷升至额定值.这种运行方式能够提高机组变工况运行时的热经济性，减小进汽部份的温差和负荷变化时的温度变化，当负荷小于30%额定负荷时中压调节阀参于负荷调节。在机组每年运行时间平均不少于７５00h情况下,调峰运行允许稳定运行时间：负荷（％ＥCR）小时/每年1004500８01５00601０0050500（注：80％、6０％、50％负荷运行时间不允许超过上述时间）负荷变化率:机组负荷升降速度应综合考虑汽机和锅炉设备安全，汽机允许负荷变化率为:定压运行时不大于3%ECR/mｉn;滑压运行时不大于5%ＥCR/ｍｉｎ.高负荷正常运行期间,如果负荷变动频繁且变动率较大时,为使汽轮机高压缸温度变化最小，热应力最低，应选用节流调节方式(即单阀调节)。但若机组长期稳定在低于额定负荷运行时则应选取喷嘴调节方式(顺序阀调节）以获得较高的热效率。３-3异常运行汽轮机运行时,与5-１节中的限制值有一项或几项已超限进入报警，但没有一项达到停机值,而此时电厂又不希望立即停机，这种状态下的短时运行称为异常运行.异常运行时,应密切注意各超限变化趋势,尽快查找出引起超限的原因，采取适当措施予以消除。一旦超限值进入停机值应立即打闸停机。下面列出部分限制值进入报警时应检查的内容。超限项目主要检查内容备注轴向位移大检查主蒸汽和再热蒸汽参数及真空是否有大幅度波动。检查推力轴承瓦温、排油温度，确认钨金是否磨损.胀差大高、中压胀差大确认胀差趋向，（正胀差增大或负胀差增大)保持机组负荷，减小主蒸汽温度的波动。检查高压排汽温度.如发现正胀差增大,应降低主蒸汽温度，或逐渐降低机组负荷。如发现负胀差增大，应提高主蒸汽温度，或逐渐提升机组负荷。低压缸胀差大保持机组负荷，减小再热蒸汽温度波动。检查低压缸排汽温度.降低再热蒸汽温度或逐渐降低机组负荷。振动大注意每一轴承的振动趋势，判明振动类形。检查下列指示值是否正常轴承钨金温度及进回油温度;各瓦油膜压力；主蒸汽和再热蒸汽温度与汽缸金属温度不匹配量是否太大；凝汽器压力,低压排汽温度;高中压缸金属温差;汽缸膨胀量与胀差;停机时检查大轴弯曲值；测量振动频谱和轴心轨迹等。如果在汽轮机启动期发生振动过大,不应让机组运转在临界转速区。如振动过大发生在加载期，应停止加荷而维持汽轮机原负荷运行，待查出原因并消除后再加载。如在升速期振动超限，应停机检查,不得降速运行。润滑油压低检查主油箱油位.检查润滑油系统有无泄漏。检查主油泵和注油器运行是否正常。支持轴承瓦温及回油温度高检查轴承油膜压力。检查润滑油质,确认油中是否有杂质。检查进油温度是否正常.检查汽封漏汽是否严重。推力轴承瓦温及回油温度高检查轴向位移是否过大.检查润滑油质，确认油中是否有杂质。检查进油温度是否正常。主油箱油位高或低当主油箱油位低时查明润滑油系统中是否有泄漏。当主油箱油位高时:查明冷油器是否漏水，或主油箱内是否积水过多。凝汽器真空变低检查低压排汽温度是否正常。检查真空破坏阀、事故排放阀是否关严。检查低压前后汽封送汽压力是否正常。检查凝汽器是否正常。如处在低压喷水状态,检查喷水是否正常.停机本机组停机可分为滑参数停机、额定参数停机和紧急停机。滑参数停机：主要是为了使停机后的汽缸金属温度降到较低的温度水平,一般用于小修、大修等计划停机。额定参数停机：主要是为了短时间消缺处理后能及时启动，希望机组的汽缸金属维持较高的温度水平,缩短机组的启动时间。紧急停机：主要用于机组发生事故,危及人身及设备安全运行和突然发生不可抗拒的自然灾害。滑参数停机和额定参数停机前的准备工作：试验交、直流润滑油泵、高压启动油泵、顶轴油泵及盘车电机，均应工作正常；确认主汽阀和调节阀、抽汽逆止阀灵活，无卡涩现象;做好轴封辅助汽源、除氧器备用汽源的暖管工作.4－1滑参数停机汽机跟随锅炉按滑压曲线（附图5：滑参数停机曲线）滑压减负荷，同时逐渐全开调速汽门。按锅炉滑参数停机曲线降温、降压、减负荷限制要求主、再热蒸汽温度下降速度:小于１℃／mｉn主、再热蒸汽压降速度：０.0３～0．05ＭPa/min；主、再热蒸汽过热度：大于5０℃汽缸金属温度下降速度不超过1℃/miｎ在主蒸汽温度下降30℃左右时应稳定５～10miｎ后再降温,目的是控制主蒸汽与再热蒸汽的温差，当调节级后蒸汽温度降到低于高压内缸调节级处法兰内壁金属温度3０℃减负荷过程中应注意胀差的变化，当高压缸胀差达到-0。5ｍm时停止减负荷,若负胀差继续增大，采取措施无效而影响机组安全时,应快速减负荷到零;减负荷过程中应根据运行情况及时投入旁路系统，并注意低压缸喷水冷却系统的投入;减负荷过程中应注意轴封及除氧器汽源的切换;在减负荷过程中对疏水系统的控制在３0％额定负荷，打开低压段疏水;在20%额定负荷,打开中压段疏水;在10%额定负荷，打开高压段疏水。负荷降至50MW时，开凝结水再循环门，以保证凝结水泵的正常工作和凝汽器的水位;当新汽压力降到1.６MPa，汽温降到250℃，在定压下将负荷降到５％额定负荷,汽轮机跳闸以后，交流润滑油泵应自动启动,否则应手动启动，同时开始记录并绘制汽轮机惰走曲线；转速降到１200r/min时启动顶轴油泵；在机组惰走到3０0r/mｉn时，打开真空破坏阀破坏真空，（如不停炉可不打开真空破坏阀）机组转速降到零时投连续盘车,停射水抽气器，同时记录大轴弯曲值及盘车电流；真空到零,停轴封供汽,停轴封风机；高压内缸上半内壁温度降到１５0℃左右时，可以采用间歇盘车,每半小时翻转180℃，温度降到100℃以下时停盘车和停顶轴油泵,在停盘车后过在停机后，确信主油箱内无油烟时,方可停排烟风机；在停机后，即可停抗燃油系统；在降负荷,打闸停机期间应注意监视以下几点:在滑参数减负荷过程中，应严密监视机组振动，发生异常振动时应停止降温、降压、立即打闸停机；在盘车时如果有摩擦声或其它不正常情况时,应停止连续盘车而改为定期盘车，若有热弯曲时应用定期盘车的方式消除热弯曲后再连续盘车4小时以上。停机后应严密监视并采取措施,防止冷汽、冷水倒灌入汽缸引起大轴弯曲和汽缸变形。4—２额定参数停机额定参数停机一般用于临时停机.机组若计划停机后检修，采用喷嘴调节方式是有利的，因该方式停机后金属温度较低,可缩短机组冷却时间。对于停机时间只有几小时的调峰机组或其它短暂的临时停机,为了使停机后金属温度较高，有利于再次快速启动投运,通常采用节流调节方式.根据不同停机目的,可以在操作盘上选择阀门管理方式-－单阀控制或顺序阀控制(即节流调节或喷嘴调节)。在操作盘选择减负荷率，减负荷率选2MW/mｉn;根据锅炉运行情况随时投入旁路系统;减负荷时，注意高、中压缸和低压缸胀差的变化，如胀差太大,应放慢减负荷速度，应注意轴封汽源的切换。当高压缸胀差达-0。5mｍ时停止减负荷稳定运行，若负胀差继续增大且采取措施无效影响到机组安全时,应快速减负荷到零或打闸停机;减负荷过程中应注意除氧器汽源的切换；在减负荷过程中，对疏水系统的控制,见4-1节第h条；负荷降至50MＷ时,开凝结水再循环门，以保证凝结水泵的正常工作和凝汽器水位;负荷降到5%额定负荷情况下,检查机组无异常后,应打闸停机；其它操作同滑参数停机，见4－１节第RＥＦ_Ｒｅf813８2３86\r＼h\*MＥＲGEＦOＲMＡＴｋ条至REF_Ｒef813８2４27\r\ｈ\*ＭERＧEＦORMATq条。4—3紧急停机紧急停机处理原则事故的处理,应以保证人身安全，不损坏或尽量少损坏设备为原则；机组发生事故时应立即停止故障设备的运行，并采取相应措施防止事故蔓延。必要时应保持非故障设备的运行;事故处理应迅速、准确、果断;应保留好现场特别是保存好事故发生前和发生时仪器、仪表所记录的数据，以备分析原因，提出改进措施时参考;事故消除后,运行值班人员应将观察到的现象,当时的运行参数,处理经过和发生时间进行完整、准确的记录，以便分析事故原因时供有关有人员查询。在下列情况下，机组打闸后应立即破坏真空紧急停机机组发生强烈振动，瓦振振幅达０。10ｍｍ以上或机组振动值急剧增加；汽轮机或发电机内有清晰的金属摩擦声和撞击声；汽轮机发生水击或主蒸汽或再热蒸汽温度1０ｍin内急剧下降50℃任一轴承回油温度升至75℃任一支持轴承巴氏合金温度升至１15℃或推力轴承巴氏合金温度升至11０轴封或挡油环严重摩擦,冒火花；润滑油压低至０.03９ＭPa，启动辅助油泵无效;主油箱油位降至低油位停机值以下，补油无效;油系统着火不能很快扑灭时；轴向位移超过跳闸值,而轴向位移保护装置未动作;汽轮机转速超过3３60r/min，危急遮断器不动作；凝汽器压力升至57kPa以上；循环水中断不能立即恢复。下列情况下，机组打闸后可不破坏真空停机主、再热蒸汽管破裂,机组无法运行;凝结水泵故障,凝汽器水位过高，而备用泵不能投入；机组甩负荷后空转或带厂用电运行超过1０mｉn;调节保安系统故障或电厂其他系统故障无法维持正常运行;胀差增大，调整无效超过极限值;机组处于电动机状态运行时间超过1min。紧急停机注意事项高压调节汽阀、中压联合汽阀及其调节阀应立即关闭;各抽汽止回阀应立即关闭；交流或直流润滑油泵应立即投入；全开汽轮机各疏水阀;转速降至12００ｒ/ｍｉｎ时应启动顶轴油泵。注意机组惰走情况,随真空下降调整轴封压力。启动、运行限制要求5-1机组启动、运行的限制值报警、停机值汽轮机监测项目轴向位移：（转子以发电机侧工作瓦定位，转子朝发电机方向位移为正，反之为负）报警值：-１．+0。停机值：－1。65mm＋1。2mm在盘车状态，偏心率超过原始值0.03mm就要报警,如大于0.03mm应继续盘车，直至小于０.03mm方可启动;胀差报警值：高压胀差-3+6低压胀差-4+7mm轴承盖振动:（峰、峰值)正常值:0。0报警值：0.停机值：0.０8ｍm(轴振正常值：０．0报警值:0．停机值:0．油系统润滑油压正常值：0。0７85~0．1147ＭPａ报警值：０。054MPａ停机值：０。０39MPa停盘车：0。02４7ＭPａ润滑油温进油温度正常工作范围4０℃~45回油温度：正常值：小于65报警值：65停机值：75℃（手动支持轴承巴氏合金温度报警值：105停机值:115℃（手动推力轴承推力瓦温度报警值:100停机值：110℃（手动润滑油箱油位(油位指示器指示值）:按油系统说明书.凝汽器压力正常值：15kPａ报警值:48kＰａ停机值：５７kＰa高压缸排汽温度：正常值:小于340报警值:3停机值:4２中压缸排汽温度:正常值:小于23５报警值：255停机值：35０低压缸排汽温度:正常值：小于55报警值：８0℃停机值:110℃（手动低压末级叶片保护：注:A、Ｂ为限时区,其中A区允许每年20次，每次不超过５miｎ。B区允许每年25次,每次不超过7mｉｎ。在额定负荷运行时，主蒸汽与再热蒸汽温度低于500℃时应减负荷运行,在减负荷过程中汽温若有回升的趋势应停止减负荷，否则应继续减负荷，当汽温降到４60℃时负荷应减到零,若汽温继续下降到在启动、变负荷和停机时,在连续１5分钟内主蒸汽温度和再热蒸汽温度的下降值应小于50℃,若达8０投旁路时，报警背压为80ｋPa。低压缸安全阀爆破压力为130~150kＰa。末级阻塞背压曲线见下图：运行监视油系统主油泵出口油压:正常工作范围:１。9～2.０5ＭPａ金属状态在ＡTC的转子应力监视出现故障时，对机组本体应监视的启动运行限制要求如下:高中压汽缸壁金属温升率小于1。５℃／miｎ(高压与中压第一级处内壁金属)高压外缸和高压内缸内、外壁温差分别小于50℃高压主汽调节阀壳内、外壁温差小于５５℃高压外缸内壁与高压内缸外壁温差小于５0℃高压外缸外壁上、下半温差小于50℃高压内缸外壁上、下半温差小于35℃高中压外缸、压缸法兰内、外壁温差小于80℃高、中压缸上半左、右法兰温差小于10℃中压缸前部内、外壁温差小于50℃中压缸前部外壁上、下半温差小于50℃蒸汽主蒸汽温升率不超过1.5℃/ｍin再热蒸汽温升率不超过2℃/mｉn左右主蒸汽管道蒸汽温度之差及左右再热蒸汽管道蒸汽温度之差不应超过17℃各段抽汽管道和高排管道上防进水热电偶温差大于40℃时，可认为汽缸进水，机组在5%～３0%额定负荷运行时，汽轮机低压缸的最大允许排汽压力为３０kPa,低压缸排汽温度不大于70℃；机组允许在30％~100％额定负荷长期运行，此时最高排汽压力应满足末级叶片允许的压力值，若超过此值,则必须对凝汽系统进行检查;若虽超过此值但并未超过停机值时，则运行应限时，否则打闸停机;机组甩负荷后空转运行时所允许之最高排汽压力为23kＰa、排汽温度应小于80℃、运行时间应少于１５mｉn，机组启动、运行期间各段抽汽压力和调节级压力的限制值最大额定调节级后:10.６3949。36971＃抽汽4。１322３．665１2#抽汽2．94622.62523＃抽汽0.8６3４０.77134#抽汽0.5７330。51275＃抽汽0.３6０50.32296#抽汽０.1683０.15１０7＃抽汽0．066３０.0５９6背压０．01５0．０15金属与蒸汽温差：(主蒸汽、再热蒸汽）机组在启动前应注意使高压调节级后或中压第一级后蒸汽温度与金属温度相匹配，高压调节级后或中压第一级后汽缸内壁金属温度与蒸汽温度的温差应满足下面要求：T=蒸汽温度—金属温度t理想值t允许值t极限值10９0150—２0—５05—２一般注意事项机组不允许在主汽阀一侧开启,另一侧关闭的情况下长时间运行；应避免在30%额定负荷以下长期运行；机组未解列前发生电动机运行时间不应超过１分钟,且凝汽器真空必须正常;在盘车装置投入前,不得向轴封送汽；在排汽温度高时,应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化,如排汽温度已达报警值，除了投入喷水系统外,还应采取提高真空度或增加负荷等方法来降低排汽温度；除紧急事故停机应立即破坏真空外，一般机组跳闸后仍需维持真空，直到机组惰走至10%的额定转速为止;必须保证汽轮机本体疏水系统以及主汽管、再热汽管热段、再热汽管冷段和抽汽管的疏水系统在启动停机时保持畅通;喷油试验后不能马上做超速试验，以免积油引起机械超速试验不准；机组带5０%~60%额定负荷时，允许凝汽器半侧清洗、检修；机组在电网解列带厂用电状态运行时，任何一次连续运行时间不应超过１5min,在30年运行寿命期内，累计不超过3０次；在全部高压加热器切除时，可以保证机组发额定出力（1３5MW),但不允许超发；高压加热器切除必须从高压向低压依次进行。如果再需切除低压加热器，则汽轮发电机组必须降低负荷运行；切除加热器后,调节级后压力、各级抽汽压力不得超过限制值,见第５-1节ＲEF_Ref811９1995\r＼h\＊MＥRGEF